CC BY
27
УДК 622.272:
И.В. Британ
ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИННОГО ГИДРОДОБЫЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОТБОЙКИ РУДЫ В ЗАТОПЛЕННЫХ КАМЕРАХ
Семинар № 18
аучно-производственным предприятием ООО «НИИКМА-Гидроруда» в основном завершены стендовые испытания нового оборудования для скважинной гидродобычи (СГД) железных руд КМА. Создание новых технических средств вызывалось следующими обстоятельствами.
Современный уровень разработанности технологии позволяет относить к пригодным для СГД разновидности руд, которые в естественном состоянии способны дезагрегировать в процессах обрушения, продвижения к забою и пульпоприготов-ления (т.е. самоизмельчаться), с образованием дисперсной массы. Например, на Шемраевском месторождении добытая руда более чем на 93 процента соответствует фракции -1 мм; ее гранулометрический состав близок к зерновому составу руды.
Руды для СГД 1 представлены двумя типами: самообрушаюшими-ся самоизмельчаюшимися (СР) и
1 Подробно о геотехнологических типах см. в статьях автора: «Ресурсы богатых железных руд КМА для скважинной гидродобычи». Горный журнал, № 1, 2004, с. 59-61; «О критериях оценки ресурсов богатых железных руд КМА для скважинной гидродобычи». Горный информационно-аналитический бюллетень, № 3, М., Изд-во МГГУ, 2005 и др., ссылки на которые имеются в перечисленных статьях.
принудительно сдвигаемыми самоизмельчаюшимися (ПР). Первоначально технология строилась исходя из того, что основная масса залежей богатых железных руд состоит на 50-70 процентов из рыхлых разновидностей (осж< 2 МПа). Поэтому делался расчет, прежде всего, на использование процессов самообруше-ния. Но на практике оказалось, что в общем объеме самоизмельчающиеся руды занимают до 30 процентов; из них не более половины составляют самообрушающиеся разновидности. Это потребовало создать технические средства для принудительного обрушения в условиях затопленных камер.
Учитывая особенности технологии СГД, скважинное оборудование разрабатывалось, исходя из необходимости обеспечить:
— формирование подсечных полостей в рудах СР и ПР;
— отбойку руд типа ПР;
— самотечную и принудительную доставку отбитой руды в область пульпоприготовления;
— пульпоприготовление и доставку рудной гидросмеси к пульпоприемному отверстию;
— сбойку скважин для организации их взаимодействия;
— дистанционное управление режимами, позволяющее совмещать или разделять во времени основные технологические процессы: отбойку и
Рис. 1. Скважинный гидробычной снаряд ГАР-21: 1 - блок вертикального шарнира; 2 - блок горизонтального шарнира; 3 - ствол центрального гидромонитора; 4 - ствол бокового гидромонитора с запорными устройствами; 5 - телескопический патрубок с гидромониторной насадкой; 6 - насадка отбойная; 7 - насадка поворотно-отбойная; 8 - насадка поворотно-транспортная; 9 - « лыжа».
доставку на осевой забой руды, пуль-поприготовление и доставку пульпы к пульпоприемному отверстию.
В итоге были разработаны, изготовлены в заводских условиях и испытаны скважинный гидродобычной снаряд ГАР-21 и его модификации, отвечающие этим требованиям (рис. 1). Основные конструктивные особенности снарядов следующие. Они имеют, по крайней мере, два ствола гидромониторов. Один из них (центральный) обеспечивает процессы доиз-мельчения руды на осевом забое, пульпоприготовление и доставку пульпы к пульпоприемному отверстию. Он заканчивается гидромониторной насадкой или телескопически выдвигающимся патрубком с насад-
кой. Второй ствол (боковой) предназначен для подготовки врубовых полостей и отбойки руды в стенке камеры, а также, при необходимости, для принудительной доставки отбитой руды к центральному забою. Этот ствол при расширении камеры может удлиняться за счет вставок необходимой длины.
Г идромониторное вооружение
различно для различных модификаций снарядов; насадки сменные, их диаметр определяется, как правило, исходя из технически возможного объема подачи рабочих агентов и необходимых скоростей истечения струй.
Вывод бокового ствола в рабочее положение (горизонтальное или нак-
Рис. 2. Опыты по размыву образцов: 1 - спуск стенда с образцом в бассейн, диаметр и длина образца 800 мм, диаметр гидромониторной насадки 20 мм; 2-4 -типичные формы врубовых полостей при скорости истечения струи 127-140 м/сек: 2 - прочность образца (осж) 3,2 МПа, среднее расстояние 1,77 м, продолжительность размыва 160 секунд; 3 - асж
5.4 МПа, среднее расстояние 1,26 м, продолжительность размыва 80 сек; 4 - асж 3,0 МПа, среднее расстояние 0,67 м, время воздействия 5 секунд в каждой точке; 5-7 - формирование подсечной борозды, фотографии через каждые 20 секунд размыва, асж образца
3.5 МПа, среднее расстояние 0,80 м.
лонное) обеспечивается горизонтальным шарниром, за счет реактивной составляющей энергии струи, истекающей под определенным углом к оси ствола. Для вращения снаряда в горизонтальной плоскости используется вертикальный шарнир, разделяющий напорную колонну, и реактивная составляющая энергии струи бокового гидромонитора, расположенного эксцентрично по отношению к колонне. Угловая скорость перемещения регулируется специальным устройством.
Дистанционное управление работой гидромониторов при нахождении снаряда на забое (порядок включения и выключения, совместная или раздельная работа) осуществляется с помощью запорных устройств, реагирующих на смену давления (объем по-
Рис. 3. Снаряд ГАР-21-2 в работе на испытательном стенде
дачи воды или водовоздушной смеси) в напорной системе. Все модификации снарядов могут, кроме того, работать без запорных устройств, на технологических режимах, заданных перед спуском в скважину.
В целом снаряды модификаций ГАР- 21 - это устройства, состоящие из отдельных функциональных блоков, что позволяет их быструю трансформацию применительно к реальным горно-геологическим условиям отрабатываемых залежей и этапам очистных работ в камерах.
Испытания новых гидродобычных устройств производилось в бассейне, имеющем диаметр около 10 м и глубину 4 м. Они включали: определение работоспособности затопленных струй для реальных конструкций гидромониторного вооружения и надежность конструкции снарядов при избыточных давлениях в напорной системе до
20 МПа. С этой целью были созданы специальные испытательные стенды.
Работоспособность затопленных струй оценивалась путем определения, первоначально, динамического давления на преграду, которое создавалось струями из насадок различного диаметра (10, 15, 20, 22,5 и 25 мм). Расстояния от сопла гидромонитора до торцевой поверхности образцов составляли от 0,25 до 2,0 м. Скорость истечения струй в каждом опыте изменялась постепенно от 0 до
150-170 м/сек (для диаметра 10 мм -до 200 м/сек). Динамическое давление определялось с помощью электронного измерительного узла, позволяющего фиксировать необходимую информацию в гидравлической системе и на преграде с дискретизацией от 15 до 1000 измерений в секунду.
После этого проводился размыв крупногабаритных (цилиндры диаметром 0,8 м, вес около 1,2 т) искусственных образцов (рис. 2), эквивалентных рудам. Прочность образцов (осж) изменялась от 1,0 до 7,6 МПа.
Параметры размывающих струй и расстояния задавались аналогичные тем, которые использовались при испытаниях гидромониторов. Скорость размыва определялась путем измерения после каждого опыта глубины размытых полостей по 121 точке в площади образца, последующего составления компьютерной модели полостей и расчета объема вымытого материала. Продолжительность опытов изменялась от 5 до 300 секунд. Всего выполнено 148 опытов.
Снаряды испытывались на первом этапе в воздушном пространстве (в бассейне, не заполненном водой), что позволяло вести визуальные наблюдения за процессами вывода снарядов в рабочее положение и за сменой технологических режимов (рис. 3). Затем все процессы повторялись в подводном положении, в том числе на предельных режимах. Испытания и регулировка управляющих запорных устройств производилась в воздушном пространстве на рабочих режимах.
Испытания подтвердили работоспособность снарядов и позволили осуществить доводку отдельных узлов. Управляющая система запорных устройств работала удовлетворительно, но в перспективе будет модернизирована с целью снижения внутренних
энергетических потерь и повышения надежности.
Было установлено, что информация, которая получалась с помощью электронного измерительного комплекса, позволяет однозначно определять режимы работы снарядов и, следовательно, обеспечивает возможность дистанционного контроля и управления технологическими процессами в добычной скважине.
Испытания работоспособности реальных гидромониторов показали, что в затопленном пространстве эффективными являются струи, имеющие скорости истечения не менее 100 м/сек; рабочие расстояния составляют до 1,7-2,5 м, в зависимости от диаметра гидромониторных насадок и скоростей истечения.
Полученные данные при испытаниях гидромониторов и выявленные зависимости производительности на размыве крупногабаритных образцов от диаметра насадок, расхода воды,
расстояния до поверхности руды сделали возможным прогнозировать производительность снарядов ГАР-
21 при работах в режимах вруба и отбойки. В таблице приводится частный пример итогов расчета производительности для заданных условий.
При оценке общей производительности гидродобычного агрегата, необходимо учитывать, что гидравлической отбойке, например, на Шемра-евском месторождении будет подвергаться около 50 % рудной массы; другая половина будет поступать на забой за счет самообрушающихся руд и в результате обрушения подработанных горизонтов более устойчивых разновидностей. Поэтому сбалансированная система обрушения и подъема рудной массы на поверхность должна строиться, учитывая конкретные горно-геологические условия рудных залежей и даже каждой скважины - камеры.
__Коротко об авторах________________________________________________________
Британ Игорь Васильевич - кандидат геолого-минералогических наук, заместитель директора по НИР, ООО «НИИКМА-Гидроруда».
А
© Г.И. Гайко, В.Д.Касьянов, С.М. Ссмикин, 2007
УДК 662.74
Г.И. Гайко, В.А.Касьянов, С.М. Семикин
КОНЦЕПЦИЯ ШАХТЫ-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ОСНОВАННОЙ НА ПОДЗЕМНОМ СЖИГАНИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Семинар № 18
Мировая энергетика в значительной степени формируется под влиянием двух факторов. Это - непрерывный рост потребности в энергоносителях (в сочетании с удорожанием их первичных источников), а также - проблема охраны окружающей среды.
Одной из основных особенностей горной промышленности является то обстоятельство, что вновь разрабатываемые залежи полезных ископаемых оказываются, как правило, беднее и (или) менее доступны, чем отработанные ранее. Поэтому в угольной отрасли не только улучшение, но даже сохранение современного уровня технико-экономических показателей невозможно, если ориентироваться на известные технологические, технические и организационные решения.
Не смотря на существенный прогресс новой проходческой и очистной техники, она не в состоянии обеспечить экономически эффективную разработку тонких угольных пластов, в которых сосредоточено около 70 % мировых запасов угля. По соображениям сегодняшней экономической конъюнктуры в большинстве развитых горнодобывающих стран не разрабатываются пласты мощностью менее 1,5 м. Такое положение ограничивает благоприятные условия разработки двумя-тремя десятилетиями, после че-
го (при сохранении существующих технологий) цены на уголь (электроэнергию) скачкообразно возрастут.
Тенденция расширения открытой добычи угля уже исчерпана, поскольку геологические перспективы указывают на необходимость последующей эксплуатации бедных, либо глубоко залегающих месторождений. Кроме того, стоимость преодоления экологических последствий открытых горных работ делает их во многих случаях нерентабельными. Ориентация на газ или мазут также не может иметь долгосрочной перспективы, поскольку промышленное исчерпание запасов углеводородов оценивается 5-7 десятилетиями, а цены на них имеют тенденцию постоянного роста, значительно опережающего другие энергоносители.
В этой связи, одним из перспективных направлений развития топливно-энергетических систем может стать физико-химическая переработка тонких угольных пластов на месте их залегания.
Исключительная привлекательность скважинной геотехнологии, позволяющей оказаться от дорогостоящего шахтного строительства и опасных подземных работ, получила приоритетное развитие в области подземной газификации угля. Однако, опыт эксплуатации предприятий под-
Рис. 1. Схема отработки энергетического блока
земной газификации угля выявил ряд недостатков принятой технологии: высокие потери энергии в недрах (до 30 % её расходовалось на бесполезный разогрев пород); низкая теплота сгорания получаемого газа (3-5 МДж/м3, против 30-35 для природного газа); трудности управления процессом горения угля (как следствие - нестабильные характеристики извлекаемого газа, бесконтрольное распространение деформаций земной поверхности над выгоревшим пространством). Научные разработки последних десятилетий [1-3] лишь частично улучшили показатели подземной газификации угля, однако проблемы управления параметрами системы и обеспечения её экономиче-
ской предпочтительности по-прежнему требуют своего решения.
Повышение экономических и экологических активов подземной физико-химической переработки угля может быть достигнуто при выработке электроэнергии непосредственно в шахтных условиях. Для этого разрабатываются особые газоэлектрические комплексы, использующие синтетический газ переработки углей на месте их залегания [4, 5]. Однако, необходимое повышение теплоты сгорания получаемого газа (до 8 и более МДж/м куб.) может быть получено лишь в условиях высокого давления и интенсивной подачи кислорода в очаг горения (т.н. технология интегрированной газификации ЛвСС). Это тре-
Рис. 2. Продольный и поперечный разрезы энергетического блока
при переработке угля на месте залегания, основанный на шахтной подготовке энергетических блоков и использовании трубного коллектора в почве пласта для циркуляции теплоносителя [6, 7]. Общая схема отработки блока представлена на рис. 1, продольный и поперечный разрез - на рис. 2.
Способ осуществляют следующим образом. Участок угольного пласта 1 оконтуривают выработками 2, формируя заданные размеры (а, Ь) энергетического блока. Выработки проходят широким забоем по углю, подготавливая пространство для каналов газификации 3 и бутовой полосы 4. Вдоль линии огневого забоя 5 размещают зажигательные устройства. Бутовую полосу создают путем закладки породы, полученной при проведении выработки, с последующей инъекцией твердеющего раствора. На сопряжении с выработкой возводят бетонную опорную конструкцию 6, которая выполняет также изолирующие функции. Крепление оконтуривающих вы-
бует чёткого управления параметрами процесса горения угля. Кроме того, необходимо обеспечить утилизацию тепла, расходуемого на разогрев вмещающих пород.
Для решения поставленных задач в Донбасском техническом университете разработан способ управления процессом горения и теплообмена 294
работок 2 осуществляют набрызгбето-ном в сочетании с опорными конструкциями.
Из выработок 2 в породы почвы пласта 7 пробуривают скважины 8, в которых размещают стальные трубы 9, связанные с входной и выходной магистралями 10. С поверхности к энергетическому блоку бурят воздухоподающую 11 и газоотводящую 12 скважины, сопряжённые с каналами газификации 3. Таким образом, подготавливают несколько смежных блоков, размещённых вблизи подземной электростанции. Люди в горных выработках присутствуют только при сооружении энергетических блоков, а их огневая отработка осуществляется безлюдным способом.
При физико-химической переработке угля к огневому забою 5 через воздухоподающую скважину 11 и канал 3 подают высоконапорную воздушную струю, обеспечивающую окислительные процессы. Исходящие газы движутся в направлении скважины 12, откуда всасывающим способом подаются к турбинам электростанции.
Температура в зоне горения превышает 1000 °С, раскаляя породы почвы и кровли, которые длительный период сохраняют высокотемпературный потенциал. При этом на нагрев горных пород расходуется от 5 до 30 % энергии полученной при сгорании угольного пласта [8]. Расчеты показали, что после сгорания угля температура пород уменьшается вглубь массива и на расстоянии 3 м от огневого забоя достигает температуры 300 °С.
На протяжении этого времени в сформированный трубный коллектор блока подают энергоноситель (воду), который, разогреваясь до заданной температуры (что регулируется скоростью движения воды в трубах), обеспечивает работу электрогенерирующих устройств. Учитывая, что скорость го-
рения (газификации) угольного пласта составляет 0,5-1,5 м/сутки, время эксплуатации каждого энергетического блока может составить пол года и более (в зависимости от принятых размеров блока).
Параметры разработанного способа в первую очередь зависят от характеристик электрогенерирующих агрегатов подземной электростанции. Представляется целесообразным использовать в качестве турбогенераторов модульные геотермальные энергоблоки «Туман 2», которые работают на воде с температурой до 200 °С. Кроме того такие турбогенераторы имеют достаточно малые размеры, что позволяет установить весь электрогенерирующий комплекс на площади, не превышающей 15х15 м, что является существенным преимуществом при его подземном размещении.
Диаметр труб коллектора принят 200 мм. Скорость движения энергоносителя по ним меняется от 0,1 до 1 м/с в зависимости от температуры пород окружающих трубный коллектор и ширины огневого забою. Первоначальная температура теплоносителя в трубах коллектора 20 °С.
Оптимальное (максимально допустимое) расстояния между трубами коллектора 1 рассчитывалось, исходя из того, что необходимо забрать от нагретых пород горного массива максимальное количество тепла полученного при сгорании угольного пласта. Температура пород соприкасающихся с трубами коллектора не должна опускаться ниже 200 °С. Расчеты показали, что в этом случае расстояние между трубами коллектора может находиться в пределах 5-15 м, в зависимости от температуры пород массива (300-800 °С).
Таким образом, при размерах блока 300х100 м и мощности пласта 1 м дополнительно к продуктам газификации может быть получено около
23-106 кВт-часа электроэнергии. Это в 1,5-2 раза превышает затраты на подготовку энергетических блоков, так как себестоимость 1 кВт часа электроэнергии полученной на автоматизированном электрогенерирующем комплексе с гидропаровой турбиной около 2 коп [9].
Эффект нового способа обеспечивается также благодаря существенному повышению теплоты сгорания полученных продуктов газификации, так как в замкнутом блоке возможно осуществить автоматическое регулирование основных параметров газификации (температура, давление, скорость подачи воздуха и «отвода» газов). Кроме того, поскольку пласт
1. Аренс Б.Ж. Физико-химическая геотехнология: Учебное пособие. - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2001. - 656 с.
2. Теория и практика термохимической технологии добычи и переработки угля: Монография/ Под общ. ред. О.В. Коло-колова. - Днепропетровск: Национальная горная академия Украины, 2000. - 281 с.
3. Крейнин Е.Б. Экологическое и технико-экономическое обоснование строительства предприятий подземной газификации угля/ Уголь. - 1997. - №2. - С. 46-48.
4. Рубан А.Д., Кузнецов А.А., Капралов Б.К. Переработка угля на месте добычи с получением электрической энергии/ Уголь. - 1995. - №5. - С. 45-49.
5. Патиньи Ж. Экологические аспекты производства электроэнергии путём включения подземной газификации углей в комбинированный цикл электростанций// Материалы Комиссии ЕС по подземной га-
разделяют на блоки горными выработками с теплоизолирующей крепью, обеспечиваются границы распространения процесса горения угля, что исключает подработку объектов на поверхности.
В сравнении с традиционной подготовкой шахтного поля строительство подземной шахты-электростанции значительно упростит схему и снизит протяжённость горных выработок. Максимальная эффективность применения разработанной технологии может быть получена на существующих шахтах, нуждающихся в реконструкции или находящихся в стадии ликвидации (из-за низкой эффективности отработки тонких угольных пластов).
-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
зификации углей. - М.: МНПО «Контакт», 1990.
6. Гайко Г.И. Концепция топливноэнергетической системы, основанной на подземном сжигании угольных пластов// Исторические и футурологические аспекты развития горного дела: Сб. научн. трудов./ Под общ. ред. Г.И. Гайко - Алчевск: ДонГ-ТУ, 2005. - С. 258-268.
7. Gayko G. A Fuel-Energy System Based on Mining Preparation and Underground Burning of Coal Layers// Proceedings of the Fifth International Mining Forum 2004. - Leiden/ London/ New York: A. A. Balkema Publishers, 2004. - P. 5-69.
8. Глузберг Е.И., Серов В.А. Оценка тепловых потерь из огневой выработки в окружающий массив//Изв. вузов. Горный журнал - 1985. - № 11. С. 59-64.
9. Автоматизированный электрогенерирующий комплекс с гидропаровой турбиной - www/inventors/ru.
— Коротко об авторах--------------------------------------------
Гайко Г.И. - профессор,
Касьянов Б.А. - доцент,
Семикин С.М. - инженер,
Донбасский государственный технический университет, Украина.
